NO316537B1

NO316537B1 - Device and method for measuring-under-drilling by means of shock-mounted sensors

Info

Publication number: NO316537B1
Application number: NO985922A
Authority: NO
Inventors: Macmillan M Wisler; Larry Wayne Thompson; Paul J G Seaton
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1997-12-18
Filing date: 1998-12-17
Publication date: 2004-02-02
Also published as: NO20031438D0; NO324152B1; GB2334982B; NO20031437L; NO333418B1; NO985922D0; NO20031437D0; GB9828106D0; GB2334982A; NO20031438L; NO985922L

Description

Denne oppfinnelse angår ervervelse og behandling av data som erverves ved hjelp av et måle-under-boring (MUB)-verktøy under boring av en brønnboring Nærmere bestemt angår oppfinnelsen fremgangsmåter og anordninger for ervervelse av data nede i borehullet ved bruk av følere i kontakt med borehullsveggen, behandling av disse data og overføring til overflaten, i sann tid, av parametere hos formasjonen som gjennomtrenges av borehullet når borehullet bores ved bruk av MUB-telemetn This invention relates to the acquisition and processing of data acquired by means of a measuring-under-drilling (MUB) tool during the drilling of a wellbore. More specifically, the invention relates to methods and devices for acquiring data down the borehole using sensors in contact with the borehole wall, processing this data and transferring to the surface, in real time, parameters of the formation penetrated by the borehole when the borehole is drilled using MUB telemetn

Moderne brønnbonngsteknikker, særlig slike som gjelder boring av olje- og gassbrønner, innebærer bruk av flere forskjellige måle- og telemetn-systemer for å fremskaffe petrofysiske data, samt data tilknyttet boremekamsmer under boreprosessen Data erverves ved hjelp av følere som er plassert i borestrengen nær borkronen og enten lagret i nedihulls-minnet eller overføres til overflaten ved bruk av MUB-telemetnanordninger Modern well drilling techniques, especially those that apply to the drilling of oil and gas wells, involve the use of several different measuring and telemetry systems to obtain petrophysical data, as well as data associated with drilling mechanisms during the drilling process. Data is acquired using sensors that are placed in the drill string near the drill bit and either stored in the downhole memory or transmitted to the surface using MUB telemetry devices

Det er kjent å benytte en brønnanordning som innbefatter resistivitets-, gravitasjons- og magnetismemålinger på en roterende borestreng En nedihulls-prosessor anvender gravitasjons- og magnetismedata til å bestemme borestrengens orientering og, ved bruk av målinger fra resistivitetsanordnmgen, å utføre målinger av formasjonsresistiviteten ved valgte tidsintervaller for å gi målinger for-delt rundt borehullet Disse data komprimeres og overføres oppihull ved hjelp av et slampuls-telemetnsystem Resistivitetsfølerens dybde beregnes ved overflaten og dataene dekomprimeres for å gi et resistivitetsbilde av borehullsveggflaten med en asimutoppløsmng på 30° It is known to use a well device that includes resistivity, gravity and magnetism measurements on a rotating drill string. A downhole processor uses gravity and magnetism data to determine the orientation of the drill string and, using measurements from the resistivity device, to perform formation resistivity measurements at selected time intervals to provide measurements distributed around the borehole This data is compressed and transmitted downhole using a mud pulse telemetry system The depth of the resistivity sensor is calculated at the surface and the data is decompressed to provide a resistivity image of the borehole wall surface with an azimuthal resolution of 30°

Som eksempler på kjent teknikk på området, kan nevnes EP A2 417 001 som omhandler en fremgangsmåte og anordning for måling-under-boring til bestemmelse av formasjonsparametere, samt US A 5 458 208 som omhandler en fremgangsmåte for retningsbonng, hvor et ikke-roterende element er utstyrt med retnmgsfølere As examples of known technology in the area, mention can be made of EP A2 417 001 which deals with a method and device for measurement-under-drilling for determining formation parameters, as well as US A 5 458 208 which deals with a method for directional drilling, where a non-rotating element is equipped with direction sensors

Kjente fremgangsmåter er begrenset til å utføre resistivitetsmåltnger i grunnen under overflaten og unnlater å ta med i betraktning andre hensiktsmessige målinger som kunne foretas ved bruk av en MUB-anordning Kjente anordninger er også begrenset til måleanordninger som roterer sammen med borestrengen og drar ingen fordel av aktuelle boremetoder der en slammotor benyttes og borkronen kan rotere med en annen hastighet enn borestrengen og der det kan finnes en ikke-roterende hylse som hovedsakelig ikke-roterende måleanordninger kan være plassert Den hastighet hvormed målingene utføres, velges slik at den be-grenses av telemetrisystemets data-overfønngshastighet Kjente systemer drar således ikke fordel av måleanordmngers iboende større muligheter og evne til å benytte overskuddsdata til å forbedre signal/støy-forholdet Dessuten er kjent teknikk basert på en oppihulls-bestemmelse av verktøyets dybde, mens dersom be-stemmelsen av verktøyets dybde var blitt utført nede i hullet, kunne man tatt intel-ligente avgjørelser med hensyn til mengden av data som skal sendes opp gjennom hullet Foreliggende oppfinnelse avhjelper disse utilstrekkeligheter Known methods are limited to performing resistivity measurements in subsurface soil and fail to take into account other appropriate measurements that could be made using a MUB device Known devices are also limited to measuring devices that rotate with the drill string and do not take advantage of current drilling methods where a mud motor is used and the drill bit can rotate at a different speed than the drill string and where there may be a non-rotating sleeve in which mainly non-rotating measuring devices can be placed The speed at which the measurements are carried out is chosen so that it is limited by the data of the telemetry system -transmission speed Known systems thus do not take advantage of measuring devices' inherent greater possibilities and ability to use excess data to improve the signal/noise ratio. Furthermore, known techniques are based on an in-hole determination of the tool's depth, whereas if the determination of the tool's depth was been carried out down the hole, one could take tt intelligent decisions regarding the amount of data to be sent up through the hole The present invention remedies these inadequacies

Foreliggende oppfinnelse gjelder en anordning og fremgangsmåte for utfø-relse av målinger av et antall aktuelle parametere av formasjonen som omgir et borehull Ifølge ett aspekt ved oppfinnelsen blir borkronen montert på en roterende borestreng og nedihull-sammenstillingen er utstyrt med følere som roterer sammen med borestrengen for å utføre målinger av de aktuelle parametere Sammenstillingen er utstyrt med magnetiske følere og inertial-følere som gir informasjon om målefølernes orientering Et telemetnsystem sender informasjon ned i hullet om boresammenstillingens dybde En prosessor nede i hullet kombi-nerer dybde- og asimutinformasjon med målingene som utføres av de roterende følere, bruker overskytende data til å forbedre S/N-forhold, komprimerer dataet og sender det opp i hullet ved hjelp av et telemetnsystem eller lagrer det nede i hullet for senere opphenting The present invention relates to a device and method for carrying out measurements of a number of relevant parameters of the formation surrounding a drill hole. According to one aspect of the invention, the drill bit is mounted on a rotating drill string and the downhole assembly is equipped with sensors that rotate together with the drill string for to carry out measurements of the relevant parameters. The assembly is equipped with magnetic sensors and inertial sensors that provide information about the orientation of the measuring sensors. the rotary sensors, use excess data to improve S/N ratio, compress the data and send it uphole using a telemetry system or store it downhole for later retrieval

Ifølge et annet aspekt ved oppfinnelsen drives borkronen ved hjelp av en brønn-boremotor Motoren kan være montert på en roterende borestreng eller på kveilrør Følerne for måling av de aktuelle parametere kan rotere sammen med borkronen Alternativt kan følerne være av en eller flere utførelser Ifølge en utførelse er følerne montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse, ifølge en annen utførelse er følerne montert på puter som kan være roterende eller ikke-roterende, idet putene blir hydraulisk eller mekanisk påvirket for å bringes i kontakt med borehullveggen, i enda en annen utførelse, er følerne montert på hovedsake-hg ikke-roterende nbbestyreinnretninger som brukes til å styre retningen til brønn-boreverktøyet I hvilket som helst av disse arrangementer, er nedihull-sammenstillingen utstyrt med følere som utfører målinger av de aktuelle parametere Sammenstillingen er utstyrt med magnetiske følere og inertial-følere som gir informasjon om målefølernes orientering Et telemetnsystem sender informasjon ned i hullet om boresammenstillingens dybde En mikroprosessor nede i hullet kombi-nerer dybde- og asimutinformasjon med målingene som utføres av de roterende følere, bruker overskytende data til å forbedre S/N-forhold, komprimerer dataet og sender det opp i hullet ved hjelp av et telemetnsystem De aktuelle parametere omfatter resistivitet, densitet, trykk- og skjær-bølgehastighet og -struktur, dipmeter, akustisk porøsitet, NMR-egenskaper og seismiske bilder av formasjonen According to another aspect of the invention, the drill bit is driven by means of a well-drilling motor The motor can be mounted on a rotating drill string or on coiled tubing The sensors for measuring the relevant parameters can rotate together with the drill bit Alternatively, the sensors can be of one or more designs According to one design the sensors are mounted on a substantially non-rotating sleeve, according to another embodiment the sensors are mounted on pads which may be rotating or non-rotating, the pads being hydraulically or mechanically influenced to be brought into contact with the borehole wall, in yet another embodiment, the sensors are mounted on main case-hg non-rotating nbbe control devices used to control the direction of the well-drilling tool In any of these arrangements, the downhole assembly is equipped with sensors that perform measurements of the relevant parameters The assembly is equipped with magnetic sensors and inertial sensors that provide information about the orientation of the measuring sensors A telemetry system p end information downhole about the depth of the drill assembly A downhole microprocessor combines depth and azimuth information with the measurements taken by the rotary sensors, uses excess data to improve S/N ratio, compresses the data and sends it uphole at using a telemetry system The relevant parameters include resistivity, density, pressure and shear wave velocity and structure, dipmeter, acoustic porosity, NMR properties and seismic images of the formation

Som en sikkerhetsforanstaltning, eller uavhengig av oppnåelse av dybdem-formasjon ved hjelp av nedihull-telemetn, tilveiebringer foreliggende oppfinnelse også en mulighet i nedihull-mikroprosessoren til å bruke målinger fra følere ved flere enn én dybde til å fremskaffe en borehastighet As a safety measure, or independent of obtaining depth information using downhole telemetry, the present invention also provides a capability in the downhole microprocessor to use measurements from sensors at more than one depth to provide a drilling rate

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor In the following, the invention will be described in more detail with reference to the drawings, where

fig 1 er en skjematisk illustrasjon av et boresystem, Fig. 1 is a schematic illustration of a drilling system,

fig 2 viser en boresammenstilling for bruk sammen med et overflaterota-sjonssystem for bonng av borehull der boresammenstillingen er en ikke-roterende hylse for utførelse av retningsendnnger nede i hullet, fig 2 shows a drill assembly for use with a surface rotation system for drilling boreholes where the drill assembly is a non-rotating sleeve for performing directional extensions down the hole,

fig 3A viser anbringelse av resistivitetsfølere på en pute, fig 3A shows placement of resistivity sensors on a pad,

fig 3B viser overlappingen mellom putene på et rotasjonsfølerarrangement, Fig. 3B shows the overlap between the pads of a rotation sensor arrangement,

fig 3C viser putene på en ikke-roterende hylse som brukes ved resistivitetsmålinger, fig 3C shows the pads on a non-rotating sleeve used in resistivity measurements,

fig 3D viser en pute som brukes for resistivitetsmålinger, som roterer med borestangen, fig 3D shows a pad used for resistivity measurements, which rotates with the drill rod,

fig 3E viser arrangementet av densitetsfølere i henhold til foreliggende oppfinnelse, fig 3E shows the arrangement of density sensors according to the present invention,

fig 3F viser arrangementet av elastiske transduktorer på en pute, fig 3F shows the arrangement of elastic transducers on a pad,

fig 4 viser ervervelse av et sett omvendte VSP-data i henhold til foreliggende oppfinnelse, Fig. 4 shows acquisition of a set of inverted VSP data according to the present invention,

fig 5A-5B viser en metode hvorved dybde beregnes nede i hullet, figs 5A-5B show a method by which depth is calculated downhole,

fig 6A og 6B er skjematiske illustrasjoner av datastrømrekkefølgen ved behandling av dataene, Figures 6A and 6B are schematic illustrations of the data flow sequence when processing the data,

fig 7A-7D er skjematiske illustrasjoner av oppfinnelsen der NMR-målinger utføres ved bruk av putemonterte følere, Figs 7A-7D are schematic illustrations of the invention where NMR measurements are performed using pad-mounted sensors,

fig 8 viser et arrangement av permanente magneter på huset i henhold til et aspekt ved denne oppfinnelse, og Fig. 8 shows an arrangement of permanent magnets on the housing according to an aspect of this invention, and

fig 9A-9C er skjematiske illustrasjoner av oppfinnelse der elektromagnetiske induksjonsmålinger utføres ved forskjellige asimuter Figs 9A-9C are schematic illustrations of the invention where electromagnetic induction measurements are performed at different azimuths

Det er i fig 1 vist et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en boresammenstilling 90 vist nedført i et borehull 26 for boring av borehullet Boresystemet 10 omfatter et konvensjonelt boretårn 11 som er reist på et gulv 12 som bæ-rer et rotasjonsbor 14 som roteres ved hjelp av en kraftmaskin så som en elektrisk motor (ikke vist) med ønsket rotasjonshastighet Borestrengen 20 omfatter et borerør 22 som strekker seg nedover fra rotasjonsboret 14 inn i borehullet 26 Borkronen 50 som er festet til enden av borestrengen bryter opp de geologiske formasjoner når den roteres for bonng av borehullet 26 Borestrengen 20 er koblet til et heisespill 30 via et drivrør 21, svivel 28 og line 29 gjennom en blokkskive 23 Under boreoperasjoner bringes heisespillet til å regulere tyngden på borkronen, hvilket er en viktig parameter som påvirker borehastigheten Dnften av heisespillet er velkjent innen faget og trenger ikke besknves nærmere her Fig. 1 shows a schematic diagram of a drilling system 10 with a drilling assembly 90 shown lowered into a borehole 26 for drilling the borehole. The drilling system 10 comprises a conventional drilling tower 11 which is erected on a floor 12 which carries a rotary drill 14 which is rotated by means of a power machine such as an electric motor (not shown) with the desired rotational speed The drill string 20 comprises a drill pipe 22 which extends downwards from the rotary drill 14 into the bore hole 26 The drill bit 50 which is attached to the end of the drill string breaks up the geological formations when it is rotated for drilling the borehole 26 The drill string 20 is connected to a winch 30 via a drive pipe 21, swivel 28 and line 29 through a block washer 23 During drilling operations, the winch is brought to regulate the weight of the drill bit, which is an important parameter that affects the drilling speed Dnften of the winch is well known in the field and does not need to be explained in more detail here

Under boreoperasjoner blir et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen ved hjelp av en slampumpe 34 Borefluidet strømmer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en støtbølge-svekker (eng desurger) 36, fluidledning 28 og drivrør 21 Borefluidet 31 strømmer ut ved borehullbunnen 51 gjennom en åpning i borkronen 50 Borefluidet 31 sirku-lerer opp i hullet gjennom nngrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 27 og tilbake til slamtanken 32 via en returlednmg 35 En føler S1 fortnnnsvis anbrakt i ledningen 38, gir informasjon om fluidstrømmen En overflate-dreiemomentføler S2 og en føler S3 som er tilknyttet borestrengen 20 gir informasjon om borestrengens henholdsvis dreiemoment og rotasjonshastighet Dessuten blir en føler (ikke vist) som er tilknyttet ledningen 29 brukt til å angi kroklasten til borestrengen 20 During drilling operations, a suitable drilling fluid 31 from a mud tank (source) 32 is circulated under pressure through the drill string by means of a mud pump 34. The drilling fluid flows from the mud pump 34 into the drill string 20 via a shock wave attenuator (eng desurger) 36, fluid line 28 and drive pipe 21 The drilling fluid 31 flows out at the bottom of the borehole 51 through an opening in the drill bit 50. The drilling fluid 31 circulates up the hole through the narrow space 27 between the drill string 20 and the borehole 27 and back to the mud tank 32 via a return line 35. A sensor S1, preferably placed in the line 38, provides information about the fluid flow A surface torque sensor S2 and a sensor S3 which are connected to the drill string 20 provide information about the drill string's respective torque and rotation speed. In addition, a sensor (not shown) which is connected to the line 29 is used to indicate the hook load of the drill string 20

I en utførelsesform av oppfinnelsen blir borkronen 50 rotert bare ved å rotere borerøret 52 Ifølge en annen utførelse av oppfinnelsen, er en brønnmotor 55 (slammotor) anordnet i boresammenstillingen 90 for å rotere borkronen 50 og borerøret 22 roteres vanligvis om nødvendig for å supplere rotasjonskraft, og for å bevirke endringer i boreretningen In one embodiment of the invention, the drill bit 50 is rotated only by rotating the drill pipe 52. According to another embodiment of the invention, a well motor 55 (mud motor) is arranged in the drilling assembly 90 to rotate the drill bit 50 and the drill pipe 22 is usually rotated if necessary to supplement rotational force, and to effect changes in the drilling direction

Ved den foretrukne utførelsesform ifølge fig 1, er slammotoren 55 koplet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) som er anordnet i en lagerenhet 57 Slammotoren roterer borkronen 50 når borefluidet 31 under trykk strømmer gjennom slammotoren 55 Lagerenheten 57 opptar borkronens radial- og aksialkrefter En stabilisator 58, som er koplet til lagerenheten 57, virker som en sentrenngs-enhet for den nederste delen av slammotorenheten In the preferred embodiment according to Fig. 1, the mud motor 55 is connected to the drill bit 50 via a drive shaft (not shown) which is arranged in a bearing unit 57. The mud motor rotates the drill bit 50 when the drilling fluid 31 under pressure flows through the mud motor 55. The bearing unit 57 absorbs the drill bit's radial and axial forces A stabilizer 58, which is connected to the bearing unit 57, acts as a center train unit for the lower part of the mud motor unit

I én utførelsesform av oppfinnelsen, er borefølermodulen 59 anbrakt nær borkronen 50 Bore-følermodulen inneholder følere, kretser og behandlmgspro-gramvare samt algoritmer vedrørende de dynamiske boreparametere Slike parametere omfatter fortrinnsvis borkronetilbakeslag, fastkjønng/fngjønng av boresammenstillingen, motsatt rotasjon, dreiemoment, støt, borehull- og nngrom-trykk, akselerasjonsmålinger og andre målinger av borkronetilstanden Bore-følerenhe-ten behandler følerinformasjonen og overfører den til overflatestyreenheten 40 via et egnet telemetnsystem 72 In one embodiment of the invention, the drill sensor module 59 is placed close to the drill bit 50. The drill sensor module contains sensors, circuits and processing software as well as algorithms regarding the dynamic drilling parameters. Such parameters preferably include drill bit kickback, jamming/disengagement of the drill assembly, opposite rotation, torque, impact, drill hole - and room pressure, acceleration measurements and other measurements of the drill bit condition The drill sensor unit processes the sensor information and transmits it to the surface control unit 40 via a suitable telemetry system 72

Fig 2 viser et skjematisk diagram av en rotasjonsboresammenstilling 255 som kan føres ned i borehullet ved hjelp av et borerør (ikke vist) som omfatter en innretning for endring av boreretningen uten å stoppe boreoperasjonene for bruk i boresystemet 10 vist i fig 1 Boresammenstillingen 255 har et ytterhus 256 med en øvre skjøt 257a for tilkopling til borerøret (ikke vist) og en nedre skjøt 257b innrettet til å oppta borkronen 55 Under boreoperasjoner roterer huset, og således borkronen 55, når borerøret roteres ved hjelp av rotasjonsboret ved overflaten Den nedre ende 258 av huset 256 har reduserte ytterdimensjoner 258 og gjen-nomgående boring 259 Den dimensjonsreduserte enden 258 omfatter en stang Fig 2 shows a schematic diagram of a rotary drilling assembly 255 which can be guided down the borehole by means of a drill pipe (not shown) which includes a device for changing the drilling direction without stopping the drilling operations for use in the drilling system 10 shown in Fig 1 The drilling assembly 255 has a outer housing 256 with an upper joint 257a for connection to the drill pipe (not shown) and a lower joint 257b adapted to receive the drill bit 55 During drilling operations, the housing, and thus the drill bit 55, rotates when the drill pipe is rotated by means of the rotary drill at the surface The lower end 258 of the housing 256 has reduced outer dimensions 258 and a through bore 259. The dimension-reduced end 258 comprises a rod

260 som er forbundet med den nedre ende 257b og en kanal 26 som lar borefluidet passere til borkronen 55 En ikke-roterende hylse 262 er anordnet på utsiden av den dimensjonsreduserte ende 258, idet den ikke-roterende hylse 262 forblir på sin plass når huset 256 roteres for rotenng av borkronen 55 Et antall uavhengig justerbare- eller ekspanderbare puter 264 anordnet på utsiden av den ikke-roterende hylse 262 Hver pute 264 er fortnnnsvis hydraulisk operert ved hjelp av en styreenhet i boresammenstillingen 256 Et antall formasjonsfølere er plassert på hver av putene 264 Fagmenn på området vil også innse at disse puter, ettersom de er utstyrt med evnen til selektiv utspilhng eller sammentrekking under boreoperasjoner, kan også anvendes som stabilisatorer samt for styring for boreretningen Mekanismer for utspilhng av putene til de kommer i kontakt, kan også aktiveres ved hjelp av hydrauliske, mekaniske eller elektriske innretninger Ved vanlig benyttet, mekanisk arrangement går ut på å montere putene på fjærer som holder putene i kontakt med borehullveggen Slike innretninger vil være kjent for fagmenn på området Alternativt kan boresammenstillingen være utstyrt med se-parate stabilisator- og styreenheter Formasjonsfølerarrangementet er omtalt nedenfor i forbindelse med fig 3A-3F 260 which is connected to the lower end 257b and a channel 26 which allows the drilling fluid to pass to the drill bit 55. A non-rotating sleeve 262 is arranged on the outside of the dimension-reduced end 258, the non-rotating sleeve 262 remaining in place when the housing 256 is rotated for rooting of the drill bit 55 A number of independently adjustable or expandable pads 264 arranged on the outside of the non-rotating sleeve 262 Each pad 264 is preferably hydraulically operated by means of a control unit in the drill assembly 256 A number of formation sensors are placed on each of the pads 264 Those skilled in the art will also appreciate that these pads, as they are equipped with the ability to selectively expand or contract during drilling operations, can also be used as stabilizers as well as to control the direction of drilling. Mechanisms for expanding the pads until they come into contact can also be activated by of hydraulic, mechanical or electrical devices In a commonly used mechanical arrangement, it involves mounting are the pads on springs which keep the pads in contact with the borehole wall Such devices will be known to those skilled in the art Alternatively, the drilling assembly can be equipped with separate stabilizer and control units The formation sensor arrangement is discussed below in connection with Figs 3A-3F

Boresammenstillingen omfatter også en retnmgsføler 271 nær den øvre ende 257a og følere for bestemmelse av temperatur, trykk, fluidstrøm, tyngde på borkronen, borkronens rotasjonshastighet, radial- og aksialvibrasjoner, støt og virvling Uten å begrense oppfinnelsens omfang, kan retningsfølerne 271 være av magnet- eller inertial-type Boresammenstillingen 255 omfatter fortrinnsvis et antall ikke-magnetiske stabilisatorer 276 nær den øvre ende 257a, for å gi borestrengen side- eller radialstabihtet under boreoperasjoner Et bøyelig ledd 278 er anordnet mellom seksjonen 280 og seksjonen inneholdende den ikke-roterende hylse 262 En styreenhet betegnet med 284 omfatter en styrekrets eller -kretser med én eller flere prosessorer Signalbehandlingen utføres generelt slik som nedenfor beskrevet i forbindelse med fig 5A-5B En telemetrnnnretning, i form av en elektromagnetisk innretning, en akustisk innretning, en slampulsinnretning eller en hvilken som helst annen egnet innretning, her generelt betegnet med 286, er anordnet i boresammenstillingen på et passende sted En mikroprosessor 272 er også anordnet i boresammenstillingen på et passende sted Fig 3A viser arrangementet av et antall resistivitetsfølere på en enkeltpute 264 Elektrodene er anordnet i et antall rader og kolonner i fig 3A, er det vist to kolonner og fire rader, med elektrodene kjennetegnet fra 301 aa til 301 db I et typisk arrangement vil knappene være en tomme (25,4 mm) fra hverandre Bruk av et flertall kolonner øker resistivitetsmåhngenes asimutoppløsning, mens bruk av et flertall rader øker resistivitetsmålingenes vertikaioppløsning Fig 3B viser hvorledes et antall puter, seks i dette tilfelle, kan gi resistivi-tetsmåhnger rundt borehullet I figuren er seks puter vist som 264 ved en spesiell dybde av boresammenstillingen I illustrasjonsøyemed er borehullveggen «brettet ut» med de seks putene spredd over 360° av asimut Som ovenfor nevnt, er putene anordnet på armer som strekker seg utad fra verktøykroppen til anlegg mot veggen Spalten mellom tilstøtende puter vil avhenge av borehullets størrelse i et større borehull vil spalten bli større Etter hvert som boringen fortsetter, vil verk-tøyet og putene bevege seg til en annen dybde, og putenes nye posisjon er antydet ved 264' Som det fremgår er det en overlapping mellom putenes posisjoner i asimut og i dybde Verktøyorientenngen bestemmes av mikroprosessoren 272 fra retningsfølerne 271 Denne overlapping gir overskytende målinger av resistivitet som behandles som nedenfor beskrevet i forbindelse med fig 5A og 5B The drill assembly also includes a direction sensor 271 near the upper end 257a and sensors for determining temperature, pressure, fluid flow, weight of the drill bit, the rotational speed of the drill bit, radial and axial vibrations, shock and swirl. Without limiting the scope of the invention, the direction sensors 271 can be of magnetic or inertial type The drilling assembly 255 preferably includes a number of non-magnetic stabilizers 276 near the upper end 257a, to provide lateral or radial stability to the drill string during drilling operations A flexible link 278 is provided between the section 280 and the section containing the non-rotating sleeve 262 control unit denoted by 284 comprises a control circuit or circuits with one or more processors The signal processing is generally carried out as described below in connection with figs 5A-5B A telemetry device, in the form of an electromagnetic device, an acoustic device, a mud pulse device or any other suitable device, here generally please denoted by 286, is arranged in the drill assembly at a suitable place A microprocessor 272 is also arranged in the drill assembly at a suitable place Fig 3A shows the arrangement of a number of resistivity sensors on a single pad 264 The electrodes are arranged in a number of rows and columns in Fig 3A, are two columns and four rows are shown, with the electrodes rated from 301 aa to 301 db. In a typical arrangement, the buttons will be one inch (25.4 mm) apart. Using a plurality of columns increases the azimuth resolution of the resistivity measurements, while using a plurality of rows increases the vertical resolution of the resistivity measurements Fig 3B shows how a number of pads, six in this case, can give resistivity measurements around the borehole In the figure six pads are shown as 264 at a particular depth of the drill assembly For illustration purposes the borehole wall is "folded out" with the six pads spread over 360° of azimuth As mentioned above, the pads are arranged on arms that extend outward from the tool body to against the wall The gap between adjacent pads will depend on the size of the borehole, in a larger borehole the gap will be larger As the drilling continues, the tool and the pads will move to a different depth, and the pads' new position is indicated by 264' As it it appears that there is an overlap between the positions of the pads in azimuth and in depth The tool orientation is determined by the microprocessor 272 from the direction sensors 271 This overlap gives excess measurements of resistivity which are processed as described below in connection with figs 5A and 5B

Fagmenn på området vil innse at selv med en hovedsakelig ikke-roterende hylse på boresammenstillingen, vil det forekomme en viss rotasjon av hylsen Med en typisk borehastighet på 60 fot (18,3 m) pr time, vil verktøysammenstillingen, i Those skilled in the art will recognize that even with a substantially non-rotating sleeve on the drill assembly, some rotation of the sleeve will occur. At a typical drilling rate of 60 feet (18.3 m) per hour, the tool assembly, in

løpet av ett minutt, avansere én fot (0,305 m) Med en typisk rotasjonshastighet på 150 r/min, vil selv en hylse som er konstruert til å være hovedsakelig ikke-roterende, kunne ha fullført en hel omdreining i løpet av dette ene minutt, og derved sør-ge for en fullstendig overlapping Fagmenn på området vil også innse at i en alternativ plassenng av føleren som roterer sammen med borkronen, vil en komplett overlapping skje i løpet av mindre enn ett sekund during one minute, advance one foot (0.305 m) At a typical rotational speed of 150 r/min, even a sleeve designed to be essentially non-rotating could have completed one full revolution during this one minute, and thereby ensure a complete overlap Those skilled in the art will also realize that in an alternative placement of the sensor that rotates with the drill bit, a complete overlap will occur in less than one second

Fig 3C viser arrangementer av følerputene i en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse Borestangen 260 med den ikke-roterende hylse 262 påmon-tert, er vist Putene 264 med følerne 301 er festet til hylsen 262 Mekanismen for å bevege putene ut til kontakt med borehullet, enten det nå skjer hydraulisk, ved hjelp av en fjærmekanisme eller annen mekanisme, er ikke vist To toroider 305 som er viklet med en strømbærende leder (ikke vist) omgir stangen Toroidene er anordnet med samme polantet, slik at når en strøm sendes gjennom toroiden, induseres der et rundtløpende magnetfelt i de to toroider Dette magnetfelt induse-rer i sin tur et elektnsk felt langs stangens akse Lekkasjestrømmen som måles Fig 3C shows arrangements of the sensor pads in an embodiment of the present invention The drill rod 260 with the non-rotating sleeve 262 mounted is shown The pads 264 with the sensors 301 are attached to the sleeve 262 The mechanism for moving the pads out into contact with the borehole, whether the now occurs hydraulically, by means of a spring mechanism or other mechanism, not shown. Two toroids 305 wound with a current-carrying conductor (not shown) surround the rod. The toroids are arranged with the same polarity so that when a current is passed through the toroid, there a rotating magnetic field in the two toroids This magnetic field in turn induces an electric field along the axis of the rod The leakage current that is measured

ved hjelp av følerne 301 blir da et mål på resistiviteten til formasjonen nær følerne, idet lekkasjestrømmen er hovedsakelig radial Et slikt arrangement er tidligere blitt brukt ved kabellogging, men er ikke tidligere blitt forsøkt anvendt ved måling under boring Stangen 260 er utstyrt med stabilisatombber 303 for styring av boreretningen with the help of the sensors 301, a measure of the resistivity of the formation close to the sensors is then obtained, as the leakage current is mainly radial. Such an arrangement has previously been used for cable logging, but has not previously been attempted for measurement during drilling. control of the drilling direction

Ved et alternativt arrangement vist i fig 3D, er puten 324 forbundet med stangen 340 ved hjelp av mekanismen for å bringe stangen i inngrep med borehullet (ikke vist) slik at den roterer med stangen istedenfor å være ikke-roterende Stabilisatoren 333 har samme funksjon som i fig 3C, mens de strømførende toroider 323 frembringer et elektrisk felt som virker på samme måte som ovenfor omtalt i forbindelse med fig 3C In an alternative arrangement shown in Fig. 3D, the pad 324 is connected to the rod 340 by means of the mechanism for bringing the rod into engagement with the borehole (not shown) so that it rotates with the rod instead of being non-rotating. The stabilizer 333 has the same function as in Fig. 3C, while the current-carrying toroids 323 produce an electric field which acts in the same way as discussed above in connection with Fig. 3C

Fig 3E viser arrangementet av densitetsfølere ifølge foreliggende oppfinnelse Det er vist et tverrsnitt av borehullet der veggen er betegnet ved 326 og verktøyet generelt med 258 Putene ligger an mot borehullveggen med en radio-aktiv kilde i puten 364a og mottakere på putene 364b og 364c Dette arrangement er hk det som brukes i kabelverktøy, bortsett fra at i kabelverktøy er kilden anordnet i verktøyhuset Fig 3E shows the arrangement of density sensors according to the present invention. A cross-section of the borehole is shown where the wall is denoted by 326 and the tool in general by 258. The pads rest against the borehole wall with a radio-active source in the pad 364a and receivers on the pads 364b and 364c. This arrangement hp is what is used in cable tools, except that in cable tools the source is located in the tool housing

Det kan også være montert elastiske (vanligvis betegnet som akustiske) transduktorer på putene I det enkleste arrangement vist i fig 3F, er det montert en tre-komponent-transduktor (eller, hvilket er ekvivalent, tre enkeltkomponent-transduktorer) på hver pute Transduktoren er innrettet til å ligge an mot borehullveggen og kan utføre pulserende eller vibrerende bevegelse i tre retninger, betegnet som 465a, 465b og 465c Fagmenn på området vil vise at hver av disse eksitasjoner genererer trykk- og skjærbølger inn i formasjonen Ved synkronisert bevegelse av transduktorene på putene, vil det i formasjonen innføres seismiske pulser av forskjellig polarisasjon, som kan detekteres på andre steder I den enkleste utførelse, befinner detektorene seg på overflaten (ikke vist) og de kan benyttes for å danne bilde av jordens undergrunnsformasjoner Avhengig av retningen av pulsene på de enkelte puter, blir trykkbølger og polariserte skjærbølger fortrinnsvis forplantet i forskjellige retninger Elastic (commonly referred to as acoustic) transducers may also be mounted on the pads In the simplest arrangement shown in Fig. 3F, a three-component transducer (or, equivalently, three single-component transducers) is mounted on each pad The transducer is arranged to rest against the borehole wall and can perform pulsating or vibrating movement in three directions, designated as 465a, 465b and 465c Those skilled in the art will show that each of these excitations generate pressure and shear waves into the formation By synchronized movement of the transducers on the pads , seismic pulses of different polarization will be introduced into the formation, which can be detected in other places In the simplest version, the detectors are located on the surface (not shown) and they can be used to form an image of the earth's underground formations Depending on the direction of the pulses on the individual cushions, pressure waves and polarized shear waves are preferentially propagated in different directions

Fig 4 viser ervervelse av et sett motsatte eller omvendte (eng reverse) VSP-data i henhold til foreliggende oppfinnelse En antall seismiske detektorer 560 er anordnet ved overflaten 510 Et borehull 526 som er boret ved hjelp av en borkrone 550 ved enden av en borestreng 520 er vist Brønnboresammen-stilhngen omfatter seismiske kilder 564 på puter som ligger an mot borehullveggen Seismiske bølger 570 som forplantes kildene 564 reflekteres av grenseflater så som 571 og 573 og detekteres ved overflaten ved hjelp av detektorer 560 De-teksjonen av disse ved overflaten for forskjellige dybder av boresammenstillingen, gir hva som benevnes som en reversert vertikal seismisk profil (VSP) og er en ef-fektiv metode for anskueliggjønng av formasjoner foran borkronen Behandling av dataene i henhold til kjente metoder gir et seismisk bilde av grunnen under overflaten Selv om motsatte VSP'er ved bruk av selve borkronen som seismisk kilde har vært brukt tidligere, er resultatene generelt ikke tilfredsstillende, på grunn av manglende kjennskap til det seismiske signalets karakteristika og på grunn av dår-lig S/N-forhold Den foreliggende oppfinnelse, der kilden er godt karakterisert og er i hovedsakelig den samme posisjon på en ikke-roterende hylse, er i stand til å forbedre S/N-forholdet betydelig ved gjentatt eksitenng av kildene i hovedsakelig den samme posisjon Fagmenn på seismikkområdet vil være kjent med energi-mønsteret som forplantes inn i formasjonen av transduktorenes 465 forskjellige bevegelsesretninger samt deres arrangement på en sirkulær rad av puter Fig 4 shows acquisition of a set of opposite or reverse (eng reverse) VSP data according to the present invention A number of seismic detectors 560 are arranged at the surface 510 A borehole 526 which is drilled using a drill bit 550 at the end of a drill string 520 is shown The wellbore assembly includes seismic sources 564 on pads that abut against the borehole wall Seismic waves 570 that are propagated by the sources 564 are reflected by interfaces such as 571 and 573 and are detected at the surface by means of detectors 560 The detection of these at the surface for different depths of the drilling assembly, gives what is referred to as a reversed vertical seismic profile (VSP) and is an effective method for visualizing formations in front of the drill bit Processing the data according to known methods gives a seismic image of the ground below the surface Even though opposite VSP' is using the drill bit itself as a seismic source that has been used previously, the results are generally not satisfactory untill, due to lack of knowledge of the seismic signal characteristics and due to poor S/N ratio The present invention, where the source is well characterized and is in substantially the same position on a non-rotating sleeve, is able to significantly improve the S/N ratio by repeatedly exciting the sources in essentially the same position Those skilled in the seismic field will be familiar with the energy pattern propagated into the formation of the transducers' 465 different directions of motion as well as their arrangement on a circular array of pads

Fagmenn på området vil også innse at istedenfor seismiske pulser, kan de seismiske sendere også generere frekvenssveipesignaler som kontinuerlig svei-per gjennom et valgt frekvensområde Signalene som registreres ved senderne kan korreleres med frekvenssveipesignalet ved bruk av kjente teknikker for å frembringe en reaksjon som er ekvivalent med reaksjonen til en seismisk impuls-kilde Et slikt arrangement krever mindre effekt for senderne og er ment å ligge innenfor oppfinnelsens ramme Those skilled in the art will also appreciate that instead of seismic pulses, the seismic transmitters can also generate frequency sweep signals that continuously sweep through a selected frequency range. The signals recorded at the transmitters can be correlated with the frequency sweep signal using known techniques to produce a response equivalent to the reaction of a seismic impulse source Such an arrangement requires less power for the transmitters and is intended to be within the scope of the invention

VSP-konfigurasjonen kan være reversert (omvendt) i forhold til en konven-sjonell VSP, slik at nedihull-følere for en ikke-roterende hylse måler seismiske signaler fra et antall overflatekildeposisjoner Et slik arrangement vil være beheftet med den ulempe at en betydelig større mengde data må sendes opp gjennom hullet ved hjelp av telemetn The VSP configuration can be reversed (inverted) in relation to a conventional VSP, so that downhole sensors for a non-rotating casing measure seismic signals from a number of surface source positions. Such an arrangement would have the disadvantage that a significantly larger amount data must be sent up through the hole using telemetn

Ifølge et alternativt arrangement (ikke vist), er det anordnet to sett av puter med innbyrdes aksial avstand på den ikke-roterende hylse Det andre putesett er ikke vist, men det har et detektorarrangement som måler tre bevegelseskompo-nenter lik den eksitering som frembringes av kildene 465 Fagmenn på området vil innse at dette gir mulighet til å måle trykk- og skjærhastigheter i formasjonen mellom kilden og mottakeren Ettersom muligheten til direkte å forbinde en seismisk kilde med borehullveggen, vil særlig skjærbølger av forskjellig polarisering kunne genereres og detekteres Fagmenn på området vil vite at i en anisotropisk formasjon, kan to forskjellige skjærbølger med ulik polansasjon og hastighet forplantes (benevnt den hurtige og den sakte skjærbølge) Måling av de hurtige og sakte skjærhastigheter gir informasjon om frakturenng av formasjonen og vil være kjent for fagmenn innen metoder for databehandling for å oppnå denne frakturenngs-mformasjon According to an alternative arrangement (not shown), two sets of axially spaced pads are arranged on the non-rotating sleeve. The second set of pads is not shown, but it has a detector arrangement which measures three components of motion equal to the excitation produced by the sources 465 Experts in the field will realize that this gives the opportunity to measure pressure and shear velocities in the formation between the source and the receiver As the possibility of directly connecting a seismic source to the borehole wall, in particular shear waves of different polarization will be able to be generated and detected Experts in the field will know that in an anisotropic formation, two different shear waves of different polarization and velocity can propagate (referred to as the fast and the slow shear wave).Measurement of the fast and slow shear velocities provides information about the fracturing of the formation and will be known to those skilled in the art of data processing methods for to achieve this fracture formation

Det samme arrangement med seismiske sendere og mottakere på ikke-roterende puter i boresammenstillingen gjør det mulig å registrere refleksjoner fra overflatene i nærheten av borehullet Særlig setter den anordningen i stand til å bestemme avstander til seismiske reflektorer i nærheten av borehullet Denne informasjon gjør det mulig å se foran borkronen og styre borkronen der det er ønskelig å følge en spesiell logisk formasjon The same arrangement of seismic transmitters and receivers on non-rotating pads in the drill assembly makes it possible to record reflections from the surfaces near the borehole. In particular, that arrangement enables the determination of distances to seismic reflectors near the borehole. This information makes it possible to look in front of the drill bit and control the drill bit where it is desirable to follow a special logical formation

Fagmenn på området vil innse at ved å benytte et arrangement med fire elektroder hovedsakelig i et lineært arrangement på et antall ikke-roterende puter, hvor de ytre elektroder er henholdsvis en sender og en mottaker, og ved å måle den potensielle forskjell mellom de indre elektroder, kan man få en resistivitetsmå-ling av formasjonen Et slikt arrangement anses å være konvensjonelt ved kabelloggeanvendelser, men er hittil ikke blitt anvendt i forbindelse med måling under boring, på grunn av vanskeligheten med å innrette elektrodene på en roterende borestreng Those skilled in the art will recognize that by using a four electrode arrangement essentially in a linear arrangement on a number of non-rotating pads, the outer electrodes being respectively a transmitter and a receiver, and by measuring the potential difference between the inner electrodes , one can obtain a resistivity measurement of the formation. Such an arrangement is considered to be conventional in cable logging applications, but has not been used so far in connection with measurement during drilling, due to the difficulty of aligning the electrodes on a rotating drill string

Formasjonsfølerenheten som ovenfor beskrevet i forbindelse med fig 2, er anordnet på en ikke-roterende hylse som utgjør en del av en boresammenstilhng som innbefatter en brønnslammotor Fagmenn på området vil innse at det kan benyttes et tilsvarende arrangement, der kveilrør anvendes istedenfor en borestreng Dette arrangement er ment å ligge innenfor rammen av oppfinnelsen The formation sensor unit as described above in connection with Fig. 2 is arranged on a non-rotating sleeve which forms part of a drilling assembly which includes a well mud motor. Those skilled in the art will recognize that a similar arrangement can be used, where coiled tubing is used instead of a drill string. This arrangement are intended to be within the scope of the invention

Ifølge en alternativ utførelse av oppfinnelsen, kan formasjonsfølerenheten være direkte montert på den roterende borestreng, uten at det svekker dens effektivitet Dette var omtalt ovenfor i forbindelse med resistivitetsfølere i fig 3D According to an alternative embodiment of the invention, the formation sensor unit can be directly mounted on the rotating drill string, without impairing its effectiveness This was discussed above in connection with resistivity sensors in Fig. 3D

Fremgangsmåten for behandling av de ervervede data fra hvilke som helst av disse arrangementer og formasjonsfølere er omtalt i forbindelse med fig 5A-5B I illustrerende øyemed viser fig 5A det «utbrettede» resistivitetsdata som kan være registrert ved hjelp av en første resistivitetsføler som roterer i et vertikalt borehull når brønnen bores Honsontalaksen 601 har verdier fra 0° til 360° som til-svarer asimutvinkler fra en referanseretning som bestemmes av retningsføleren 271 Vertikalaksen 603 er måletidspunktet Når resistivitetsføleren roterer i borehullet mens den fremføres sammen med borkronen, beskriver den en spiralbane I fig 5A er det antydet et sinusformet bånd 604 som svarer til f eks et lag med høy resistivitet som skjærer borehullet ved en dobbeltlinjestikkvinkel (eng dipping angle) The procedure for processing the acquired data from any of these arrangements and formation sensors is discussed in connection with Figs. 5A-5B. For illustrative purposes, Fig. 5A shows the "spread out" resistivity data that can be recorded using a first resistivity sensor that rotates in a vertical borehole when the well is drilled The Honson axis 601 has values from 0° to 360° which correspond to azimuth angles from a reference direction determined by the direction sensor 271 The vertical axis 603 is the measurement time When the resistivity sensor rotates in the borehole while it is advanced together with the drill bit, it describes a spiral path in fig 5A, a sinusoidal band 604 is indicated which corresponds to, for example, a high resistivity layer intersecting the borehole at a double line dipping angle (eng dipping angle)

Ved en utføringsform av oppfinnelsen benytter nedihull-prosessoren 272 dybdeinformasjonen fra brønntelemetn, som er tilgjengelig for telemetninnretmn-gen 286 og summerer alle dataene innenfor et bestemt dybde- og asimut-prøve-takingsmtervall, for å forbedre S/N-forholdet og for å minske mengden av data som skal lagres Et typisk dybdeprøvetakingsintervall vil være én tomme (25,4 mm) og et typisk asimutprøvetakingsintervall er 15° En annen metode for å minske mengden av lagret data, vil være å kassere overflødige prøver innenfor dybde- og asimut-prøvetakingsintervallet Fagmenn på området vil innse at en 2-D-filtrenng av datasettet ved hjelp av kjente teknikker kan utføres forut for data-reduksjonen Dataet etter dette redusenngstnnn vises på en dybdeskala i fig 5B der vertikalaksen 605 nå er dybde og honsontalaksen 601 fortsatt er asimutvinke-len i forhold til en referanseretnmg Dobbelthnjestikk-resistivitetslag-posisjonen er antydet med sinuskurven 604' Et slikt dybdebilde kan frembringes fra et tidsbilde dersom resistivitetsfølerens 607' og 609' absolutte dybde ved tidspunkter så som 607 og 609 er kjent In one embodiment of the invention, the downhole processor 272 uses the depth information from the well telemetry, which is available to the telemetry device 286 and sums all the data within a certain depth and azimuth sampling interval, to improve the S/N ratio and to reduce the amount of data to be stored A typical depth sampling interval would be one inch (25.4 mm) and a typical azimuth sampling interval would be 15° Another method of reducing the amount of data stored would be to discard redundant samples within the depth and azimuth sampling interval Those skilled in the art will realize that a 2-D filtering of the data set using known techniques can be performed prior to the data reduction. The data after this reduction step is shown on a depth scale in Fig. 5B where the vertical axis 605 is now depth and the horizontal axis 601 is still azimuth angle. len in relation to a reference etnmg The double-knee-stick resistivity layer position is indicated by the sine curve 604' Such a depth image can produce s from a time image if the absolute depth of the resistivity sensor 607' and 609' at times such as 607 and 609 are known

Som en sikkerhetsforanstaltning eller som en erstatning for kommunisering av dybdeinformasjon nede i hullet, benytter mikroprosessoren data fra de ytterligere resistivitetsfølerne på putene til å bestemme borehastigheten under boringen Dette er vist i fig 5A ved hjelp av et andre resistivitetsbånd 616 som svarer til det samme dobbellinjestikkbånd 604 som målt ved en andre resistivitetsføler direkte over den første resistivitetsføler Ettersom avstanden mellom den første og andre resistivitetsføler er kjent, beregnes en borehastighet ved hjelp av mikroprosessoren ved å måle tidsforskyvningen mellom båndene 604 og 616 Tidsforskyvningen mellom båndene 604 og 606 kan bestemmes ved hjelp av mange forskjellige metoder, innbefattende krysskorrelenngsteknikker Denne kjennskap til borehastigheten virker som en kontroll på dybdeinformasjonen som kommuniseres nedihull, og kan, i fravær av nedihulls-telemetridata, benyttes alene til å beregne følernes dybde As a safety measure or as a substitute for communicating downhole depth information, the microprocessor uses data from the additional resistivity sensors on the pads to determine the drill rate during drilling. This is shown in Fig. 5A using a second resistivity band 616 that corresponds to the same double-line plug band 604 as measured by a second resistivity sensor directly above the first resistivity sensor Since the distance between the first and second resistivity sensors is known, a drilling speed is calculated using the microprocessor by measuring the time offset between bands 604 and 616 The time offset between bands 604 and 606 can be determined using many various methods, including cross-correlation techniques This knowledge of the drilling rate acts as a check on the depth information communicated downhole and, in the absence of downhole telemetry data, can be used alone to calculate the depth of the probes

Den ovenfor beskrevne behandlingsmetode virker like bra for resistivitetsmålinger utført ved hjelp av følere på en ikke-roterende hylse Som ovenfor be-merket i forbindelse med fig 3B, utfører følerne fortsatt en sakte rotasjon som gir redundans som kan utnyttes av prosessoren 272 som del av dens behandlmg-før-sending The processing method described above works equally well for resistivity measurements made using probes on a non-rotating sleeve. As noted above in connection with Fig. 3B, the probes still perform a slow rotation which provides redundancy that can be utilized by the processor 272 as part of its processing-before-shipping

Fig 6A viser datastrømmen i en utfønngsform av oppfinnelsen Antallet av asimut-datafølere (301 i fig 3A) er angitt ved 701 Utgangssignalet 701a fra asimut-datafølerne 701 er asimutfølerdata som funksjon av tid Retningsfølerne (271 Fig 6A shows the data flow in an embodiment of the invention The number of azimuth data sensors (301 in fig 3A) is indicated by 701 The output signal 701a from the azimuth data sensors 701 is azimuth sensor data as a function of time The direction sensors (271

i fig 2) er betegnet med 703 Utgangssignalet 703a fra retningsfølerne 703 er boresammenstillingens asimut som funksjon av tiden Ved bruk av tidsinformasjon 705a fra en klokke 705 og informasjonen 709a fra fremad-boreindikatoren 709 vil prosessoren først utføre et eventuelt datadesimenngs- og kompresjonstnnn ved in fig 2) is denoted by 703. The output signal 703a from the direction sensors 703 is the azimuth of the drilling assembly as a function of time. By using time information 705a from a clock 705 and the information 709a from the forward drilling indicator 709, the processor will first carry out a possible data desimension and compression step at

707 Fremad-boreindikatoren benytter et antall målinger til å estimere borkronens fremfønngshastighet En føler for måling av tyngden på borkronen gir målinger som indikerer borehastigheten dersom tyngden på borkronen er null, er borehastigheten også null Likeledes skjer det heller ingen fremføring av borkronen, når slamstrømindikatoren indikerer at slammet ikke strømmer Vibrasjonsfølere på borkronen gir også signaler som angir borkronens fremadbevegelse En nullverdi for tyngde på borkronen, slamstrøm eller borkronevibrasjon, innebærer at føler-sammenstillingen er ved en konstant dybde 707 The forward drill indicator uses a number of measurements to estimate the drill bit's advancement speed A sensor for measuring the weight of the drill bit gives measurements that indicate the drilling speed if the weight of the drill bit is zero, the drilling speed is also zero Similarly, no advance of the drill bit occurs when the mud flow indicator indicates that the mud does not flow Vibration sensors on the drill bit also provide signals indicating the forward movement of the drill bit A zero value for weight on the drill bit, mud flow or drill bit vibration means that the sensor assembly is at a constant depth

Dette datadesimenngs- og kompresjonstrinn kan stable data fra flere om-dreininger av følersammenstillingen som faller innenfor en forutbestemt oppløs-ning som kreves ved anskueliggjønng av dataene Denne informasjon 707a, bestående av data som funksjon av asimut og dybde, lagres i en minnebuffer 711 En minnebuffer med 16 Mbyte-størrelse benyttes, tilstrekkelig til å lagre de nød-vendige data ved bruk av et segment av borerør Slik fagmenn vil kjenne til, kommer borerøret i segmenter på 30 fot (9,15 m), idet suksessive segmenter tilføyes ved brønnhodet etter hvert som boringen går frem This data decimation and compression step may stack data from multiple revolutions of the sensor assembly that fall within a predetermined resolution required for visualization of the data. This information 707a, consisting of data as a function of azimuth and depth, is stored in a memory buffer 711 A memory buffer with 16 Mbyte size is used, sufficient to store the necessary data when using a segment of drill pipe As those skilled in the art will know, the drill pipe comes in 30 foot (9.15 m) segments, successive segments being added at the wellhead after as the drilling progresses

Ved bruk av estimater for borehastigheten fra 717, og en fullført-boreseksjon-indikator 713 utføres en dybde-tid-korrelasjon 715 Fullført-boreseksjon-indikatoren omfatter informasjon så som antallet borestrengsegmenter Borehastighet-estimatet oppnås, f eks ved hjelp av metoden omtalt i forbindelse med fig 5A og 5B ovenfor Tid-dybde-transformasjonsfunksjonen 715a som derved oppnås, brukes ved 719 til å behandle dataene som funksjon av asimut og tid i min-nebufferen 711 for å få et bilde som er en funksjon av asimut og dybde Dette bilde lagres nedihull ved 721 i en minnebuffer Med 16 Mbyte minne, blir det mulig å lagre 1700 fot (518,5 m) nede i hullet med en oppløsning på 1 tomme (25,4 mm) Disse data blir senere gjenvunnet ved innkjøring av borestrengen i hullet, eller de kan sendes opp gjennom hullet ved bruk av telemetninnretningen 286 Ved å behandle dataene nede i hullet på denne måte, blir belastningen på telemetninnretningen sterkt redusert, og den kan benyttes for overføring av andre data i tilknyt-ning til boremotoren og borkronen opp gjennom hullet Using estimates for the drilling rate from 717, and a completed drilling section indicator 713, a depth-time correlation is performed 715 The completed drilling section indicator includes information such as the number of drill string segments The drilling rate estimate is obtained, e.g. using the method discussed in connection with Figures 5A and 5B above, the Time-Depth transform function 715a thereby obtained is used at 719 to process the data as a function of azimuth and time in the memory buffer 711 to obtain an image that is a function of azimuth and depth This image is stored downhole at 721 in a memory buffer With 16 Mbytes of memory, it becomes possible to store 1700 feet (518.5 m) down the hole with a resolution of 1 inch (25.4 mm) This data is later recovered when the drill string is run into the hole , or they can be sent up through the hole using the telemetry device 286 By processing the data down the hole in this way, the load on the telemetry device is greatly reduced, and it can be used for the transmission of re data in connection with the drill motor and the drill bit up through the hole

Minnebehovet for lagring av dataene kan lett beregnes F eks vil, for et 8/2" (216 mm) hull, lagring av én fot (0,305 mm) av data med en oppløsning på 1" x 1" (25,4 mm x 25,4 mm) kreve (12) x (tt x 8,5) x 4 = 1282 datapunkter Fagmenn på området vil innse at faktoren på 4 skriver seg fra nødvendigheten av å tilfredsstille Nyquist-samplingskritenet 1 to dimensjoner) For 5000 fot (1525 m) av data og 16 bits (2 bytes) pr dataprøve, gir dette totalt 12,82 Mbytes Dette er en nmelig størrelse for et minne med den for tiden tilgjengelige maskinvare og kan selvsagt økes i fremtiden etter hvert som minneinnretninger blir mer kompakte The memory requirement for storing the data can be easily calculated For example, for an 8/2" (216 mm) hole, one foot (0.305 mm) of data will be stored with a resolution of 1" x 1" (25.4 mm x 25 .4 mm) require (12) x (tt x 8.5) x 4 = 1282 data points Those skilled in the art will recognize that the factor of 4 arises from the necessity to satisfy the Nyquist sampling criterion 1 two dimensions) For 5000 ft (1525 m ) of data and 16 bits (2 bytes) per data sample, this gives a total of 12.82 Mbytes This is a reasonable size for a memory with the currently available hardware and can of course be increased in the future as memory devices become more compact

Der hvor dybdedata ikke er tilgjengelige nede i hullet, forandres situasjonen på grunn av borehastighetens vanabilitet Systemet må kunne samle data under en hurtig borehastighet på 200 fot (61 m) /h så vel som ved en lav borehastighet på 20 fot (6,1 m) /h, en vanabilitetsfaktor på 10 Systemer som ikke kjenner borehastigheten vil måtte lagre data for å klare den hurtigste borehastigheten (200 fot/h i dette eksempel) Dersom hullet faktisk bores ved 20 fot/h, så vil den data-mengden som må lagres nede 1 hullet 1 fravær av noen behandling og desimering bh ti ganger så stor 130 Mbytes 1 det foreliggende eksempel Denne datamengde-lagnng er for tiden upraktisk med tilgjengelig maskinvare Where depth data is not available downhole, the situation changes due to the variability of drill rates. ) /h, a vanability factor of 10 Systems that do not know the drilling speed will have to store data to cope with the fastest drilling speed (200 ft/h in this example) If the hole is actually drilled at 20 ft/h, then the amount of data that needs to be stored down 1 the hole 1 absence of any processing and decimation bh ten times as large 130 Mbytes 1 the present example This data amount lagnng is currently impractical with available hardware

Arrangementet vist 1 fig 6A bruker ikke telemetridata fra overflaten for å beregne dybde I et alternativt arrangement vist 1 fig 6B, utføres en dybdebereg-mng nede 1 hullet ved 759 for å gi følersammenstillingens virkelige posisjon, under anvendelse av informasjon fra flere kilder innbefattende telemetridata Én kilde er tidsinformasjonen 755a fra klokken 755 En borehastighetsføler gir en indikenng av borehastigheten Borehastighet 756a fås fra én av to kilder 756 Ifølge en utfø-nngsform initieres en inertial-føler (ikke vist) hver gang bonngen stoppes for tilkopling av en borerør-seksjon Informasjonen fra denne inertial-føler gir en indikasjon på hastighet Dessuten, eller som et alternativ, kan borehastighet som overføres fra overflaten ved hjelp av nedlink (engelsk «downlink»)-telemetnen benyttes og mottas ved nedihull-telemetninnretningen 286 The arrangement shown in Figure 6A does not use telemetry data from the surface to calculate depth In an alternative arrangement shown in Figure 6B, a depth calculation is performed downhole at 759 to provide the true position of the sensor assembly, using information from multiple sources including telemetry data One source is the time information 755a from the clock 755 A drilling speed sensor provides an indication of the drilling speed Drilling speed 756a is obtained from one of two sources 756 According to one embodiment, an inertial sensor (not shown) is initiated every time the well is stopped for connection of a drill pipe section The information from this inertial sensor gives an indication of speed In addition, or as an alternative, drilling speed transmitted from the surface by means of the downlink telemetry can be used and received by the downhole telemetry device 286

En indikator 761 som angir fullført boreseksjon, som omtalt ovenfor med henvisning til 7131 fig 6A, benyttes som ytterligere mngangsdata for dybdebereg-ningene, som er et estimat fra fremad-boreindikatoren 763, som ovenfor omtalt med henvisning til 709 til fig 16A Denne dybdeberegning 759a brukes i data-kompnmering og desimering 757 (som ovenfor omtalt i forbindelse med fig 6A) for å behandle data 751a fra asimutmålefølerne 751 og data 753a-onentenngsfølerne 753 Bildebehandlingen ved 765 gir dybdedata som funksjon av dybde 765a, idet disse data lagres nede i borehullet 767 med den samme oppløsning som ved 721 An indicator 761 that indicates completed drilling section, as discussed above with reference to 7131 Fig. 6A, is used as additional flow data for the depth calculations, which is an estimate from the forward drilling indicator 763, as discussed above with reference to 709 of Fig. 16A This depth calculation 759a is used in data compression and decimation 757 (as discussed above in connection with Fig. 6A) to process data 751a from the azimuth measurement sensors 751 and data 753a-ontenng sensors 753 The image processing at 765 provides depth data as a function of depth 765a, as this data is stored down in the borehole 767 with the same resolution as 721

i fig 6A Behandlingsopplegget ifølge fig 6B krever ikke mmnebufferen 711 som finnes i fig 6A, men den krever overføring av flere dybdedata ned i hullet, og leg-ger således til en viss grad beslag på telemetrileddet in Fig. 6A The processing scheme according to Fig. 6B does not require the memory buffer 711 which is found in Fig. 6A, but it does require the transmission of several depth data down the hole, and thus imposes a certain extent on the telemetry link

Som ovenfor nevnt ved omtalen av fig 5A-5B, kan en kombinasjon av beg-ge metoder også benyttes, dvs utføre dybdeberegninger ut fra følerdata nede i borehullet i tillegg til å bruke nedlmkdata As mentioned above in the discussion of Figs 5A-5B, a combination of both methods can also be used, i.e. perform depth calculations based on sensor data down in the borehole in addition to using downhole data

Overstående beskrivelse gjaldt resistivitetsmålinger Enhver annen skalar-måling som utføres ved hjelp av en føler, kan behandles på samme måte for å forbedre S/N-forholdet før det overføres opp gjennom hullet ved hjelp av telemetn Vektordata, som f eks ervervet ved hjelp av trykk- og skjærbølge-transduktorer krever noe mer komplisert behandling en hva fagmenn på området vil kjenne til The above description applied to resistivity measurements Any other scalar measurement performed using a sensor can be processed in the same way to improve the S/N ratio before being transmitted up the hole using telemetn Vector data, such as acquired using pressure - and shear wave transducers require somewhat more complicated treatment than what experts in the field will know

Som ovenfor nevnt er de data som overføres fra borehullet indikative for resisistiviteter ved ensartet samplede dybder av formasjonslag Dataene overføres i sann tid De ovenfor beskrevne prosesser og anordninger gir et fargebilde med forholdsvis høy oppløsning, av formasjonen i sann tid Oppløsningen av dette bilde kan ytterligere forbedres ved å bruke forskjellige bildeforbednngsalgontmer Fagmenn på området vil kjenne til disse bildeforbednngsalgontmer As mentioned above, the data transmitted from the borehole is indicative of resistivities at uniformly sampled depths of formation layers The data is transmitted in real time The processes and devices described above provide a relatively high resolution color image of the formation in real time The resolution of this image can be further improved by using various image enhancement agents Those skilled in the art will know these image enhancement agents

Den grunnleggende følerkonfigurasjon ifølge fig 3C benyttes også i en annen utførelsesform av oppfinnelsen for å utføre kjernemagnetiske resonansmå-linger (KMR-målinger) Dette er vist skjematisk i fig 7A og 7B Hylsen 862 er utstyrt med minst én pute 880 som ligger an mot borehullveggen Puten innbefatter en permanentmagnetenhet 883, her betegnet ved enkeltmagneter 883a, 883b og 883c I en foretrukket utførelsesform er de to magneter på sidene orientert med like poler i samme retning og magneten i midten er orientert med sine poler motsatt sidemagnetenes poler Med det viste magnetarrangement oppstår det et statisk magnetfelt i formasjonen nær puten 82 Som fagmenn på området vil kjenne til, er det et område, kjent som undersøkelsesområdet, hvor feltstyrken er hovedsakelig konstant og feltretningen er radial The basic sensor configuration according to Fig. 3C is also used in another embodiment of the invention to perform nuclear magnetic resonance measurements (NMR measurements). This is shown schematically in Figs. 7A and 7B. The sleeve 862 is equipped with at least one pad 880 that rests against the borehole wall. includes a permanent magnet unit 883, denoted here by single magnets 883a, 883b and 883c In a preferred embodiment, the two magnets on the sides are oriented with equal poles in the same direction and the magnet in the middle is oriented with its poles opposite to the poles of the side magnets With the magnet arrangement shown, a static magnetic field in the formation near the pad 82 As those skilled in the art will know, there is an area, known as the survey area, where the field strength is essentially constant and the field direction is radial

NMR-målinger utføres ved å indusere et radiofrekvens (RF)-felt i formasjonen, som har en retning vinkelrett på det statiske magnetfelt, og utfører målinger av relaksasjonen av det spinn som induseres av RF-feltet Fig 7B viser et arrangement der en leder 886 er anordnet i en aksial retning i puten 880 med en leden-de kappe 888 og myk ferritt 887 Ved å pulse en RF-strøm gjennom lederen 886 med en returbane gjennom kappen 888, induseres et RF-magnetfelt i formasjonen med en hovedsakelig tangential feltretning, dvs omkretsmessig i forhold til borehullets akse Dette er vinkelrett på det statiske felt i undersøkelsesområdet Senderen blir slått av og arrangementet benyttes til å måle RF-feltet som produseres av relaksasjonen av det spinn som induseres av RF-feltet i formasjonen NMR measurements are performed by inducing a radio frequency (RF) field in the formation, which has a direction perpendicular to the static magnetic field, and perform measurements of the relaxation of the spin induced by the RF field Fig 7B shows an arrangement where a conductor 886 is arranged in an axial direction in the pad 880 with a conductive jacket 888 and soft ferrite 887 By pulsing an RF current through the conductor 886 with a return path through the jacket 888, an RF magnetic field is induced in the formation with a mainly tangential field direction, ie circumferentially in relation to the axis of the borehole This is perpendicular to the static field in the survey area The transmitter is turned off and the arrangement is used to measure the RF field produced by the relaxation of the spin induced by the RF field in the formation

Et alternativt arrangement av permanentmagnetene er vist i perspektiv i fig 7C Et par permanentmagneter 785a og 785b i form av bueformede segmenter av sylindere er anordnet i en aksialretnmg med de to magneters magnetisenngsret-ning i motsatte retninger Dette eller lignende arrangementer, som omfatter flere enn ett magnetpar, frembringer et undersøkelsesområde i formasjonen med en hovedsakelig ensartet feltstyrke som har en radial feltretning Anvendelsen av et fernttelement 786 mellom magnetene bidrar til å forme undersøkelsesområdet RF-spolearrangementet ifølge fig 7B benyttes til å frembringe et RF-felt med en tangential komponent i undersøkelsesområdet An alternative arrangement of the permanent magnets is shown in perspective in Fig. 7C. A pair of permanent magnets 785a and 785b in the form of arc-shaped segments of cylinders are arranged in an axial direction with the magnetization direction of the two magnets in opposite directions. This or similar arrangements, which comprise more than one pair of magnets, produces an examination area in the formation with a substantially uniform field strength having a radial field direction The use of a distance element 786 between the magnets helps to shape the examination area The RF coil arrangement of Fig. 7B is used to produce an RF field with a tangential component in the examination area

Fig 7D viser et alternativt RF-antenne-arrangement som kan brukes med permanentmagnet-arrangementene ifølge fig 7B eller fig 7C Plateformede lede-re 791a og 791 b er anordnet i bueformede partier av puten (ikke vist) Når antennen pulses med et RF-signal, frembringes et RF-magnetfelt med en hovedsakelig langsgående komponent i formasjonen nær puten Dette felt er vinkelrett på det radiale, statiske felt som dannes av permanentmagnet-arrangementene ifølge fig 7B eller fig 7C Fig 7D shows an alternative RF antenna arrangement that can be used with the permanent magnet arrangements of Fig 7B or Fig 7C Plate shaped conductors 791a and 791b are arranged in arcuate portions of the pad (not shown) When the antenna is pulsed with an RF signal , an RF magnetic field with a predominantly longitudinal component is produced in the formation near the pad. This field is perpendicular to the radial static field produced by the permanent magnet arrangements of Fig. 7B or Fig. 7C

Fagmenn på området vil innse at ved å bruke en enkeltmagnet (istedenfor et par motstående magneter) i konfigurasjonen ifølge fig 7C, vil det i formasjonen nær borehullet oppstå et statisk felt som er hovedsakelig langsgående RF-antenne-arrangementet vist i fig 7B, som frembringer et RF-felt i formasjonen med hovedsakelig tangential komponent (omkretsmessig i forhold til lengdeaksen) og kan brukes til å utføre NMR-målinger ettersom det er vinkelrett på det statiske felt Alternativt kan en sirkulær RF-spole med sin akse i en radial retning (ikke vist) i forhold til borehullaksen, brukes til å frembringe et radialt RF-felt som er vinkelrett på det langsgående, statiske felt for å utføre NMR-målinger Those skilled in the art will appreciate that by using a single magnet (rather than a pair of opposed magnets) in the configuration of Fig. 7C, a static field will be generated in the formation near the borehole that is substantially longitudinal to the RF antenna arrangement shown in Fig. 7B, which produces an RF field in the formation with a mainly tangential component (circumferential to the longitudinal axis) and can be used to perform NMR measurements as it is perpendicular to the static field Alternatively, a circular RF coil with its axis in a radial direction (not shown) relative to the borehole axis, is used to generate a radial RF field perpendicular to the longitudinal static field to perform NMR measurements

Fagmenn på området vil også innse at med hvilken som helst av de konfi-gurasjoner som er beskrevet i forbindelse med fig 7A-7D, kan bruk av et antall puter som er orientert i forskjellige retninger, eller utførelse av målinger med en enkelt pute ved forskjellige asimuter, gjøre det mulig å bestemme asimutvanasjoner i formasjonens NMR-egenskaper En slik asimutvanasjon kan skyldes frak-turer i formasjonen som er innrettet på linje med frakturplan parallelle med borehullets akse, slik at fluidmengden i formasjonen (som er det som bestemmer NMR-reaksjonen) har en asimutvanasjon Asimutvanasjonene kan også måles på en enkelt pute som roterer skikkelig sakte til at undersøkelsesområdet ikke endres i vesentlig grad i løpet av den tid NMR-målmgene utføres Those skilled in the art will also appreciate that with any of the configurations described in connection with Figures 7A-7D, using a number of pads oriented in different directions, or performing measurements with a single pad at different azimuths, make it possible to determine azimuthal variations in the formation's NMR properties Such azimuthal variation can be due to fractures in the formation that are aligned with fracture planes parallel to the axis of the borehole, so that the amount of fluid in the formation (which is what determines the NMR reaction) has an azimuth vanation The azimuth vanations can also be measured on a single pad that rotates very slowly so that the examination area does not change significantly during the time the NMR measurements are performed

Ifølge enda en annen utførelsesform av oppfinnelsen vist i fig 8, er permanentmagnet-sammenstillingen montert på det roterende hus 960 RF-sender/ mot-takerenheten inngår i minst én følermodul 980 som er montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse 962 Permanentmagnet-sammenstillingen omfatter et par ringformede syhndnske magneter 964a, b som er polarisert i lengderetningen Et slikt arrangement gir et statisk magnetfelt i formasjonen, som er av radial retning og rotasjonsmessig symmetrisk rundt borehullet slik at rotasjon av selve magnet-sammenstillingen ikke vil påvirke målingene (bortsett fra virkninger som skyldes vibrasjon av magnetsammenstilhngen) Målingene som utføres ved hjelp av RF-enheten vil være asimutavhengig hvis det finnes noen asimutvanasjon i formasjonen According to yet another embodiment of the invention shown in Fig. 8, the permanent magnet assembly is mounted on the rotating housing 960 The RF transmitter/receiver unit is included in at least one sensor module 980 which is mounted on a substantially non-rotating sleeve 962 The permanent magnet assembly comprises a pair of ring-shaped syhnndnic magnets 964a, b which are polarized in the longitudinal direction. Such an arrangement provides a static magnetic field in the formation, which is of radial direction and rotationally symmetrical around the borehole so that rotation of the magnet assembly itself will not affect the measurements (apart from effects such as due to vibration of the magnetic assembly) The measurements performed using the RF unit will be azimuth independent if there is any azimuthal deviation in the formation

Fig 9a viser en utførelsesform av oppfinnelsen der elektromagnetiske in-duksjonsfølere benyttes til å bestemme formasjonens resistivitet En elektromagnetisk senderantenne 1050 brukes til å indusere et elektromagnetisk signal inn i formasjonen Hver av stabilisatorene 1023 er utstyrt med en utspanng 1035 som opptar en elektromagnetisk mottakermodul 1054 Hver elektromagnetisk mottakermodul 1054 har et antall slisser 1056 bak hvilke mottakerspolene (ikke vist) er montert Slissene er anordnet med aksial innbyrdes avstand, slik at målingene kan utføres ved minst to sender-til-mottaker-avstander Antennen 1050 styres ved hjelp av en elektronikkmodul 1052 på et passende sted Ved bruk av kjente, elektromagnetiske induksjonsloggemetoder, sender senderen ut en puls med en frekvens, og amplituden og fasen til signalet som mottas av mottakerne i mottakermodulene brukes til å bestemme formasjonens resistivitet Frekvensen til det avgitte signal er typisk mellom 1MHz og 10MHz Med det asimutplasserte arrangement av stabilisatorene 1033 og mottakermodulene 1054 på stabilisatorene, gjør denne utførelsesform det mulig å bestemme en asimutvanasjon av resistivitet Når flere frekvenssignaler brukes, kan formasjonens resistivitets- og dielektrisitetskonstant bestemmes ved bruk av kjente metoder Fig 9a shows an embodiment of the invention where electromagnetic induction sensors are used to determine the resistivity of the formation An electromagnetic transmitter antenna 1050 is used to induce an electromagnetic signal into the formation Each of the stabilizers 1023 is equipped with an extension 1035 which accommodates an electromagnetic receiver module 1054 Each electromagnetic receiver module 1054 has a number of slots 1056 behind which the receiver coils (not shown) are mounted The slots are arranged with an axial distance from each other, so that the measurements can be carried out at at least two transmitter-to-receiver distances The antenna 1050 is controlled by means of an electronics module 1052 on a suitable location Using known electromagnetic induction logging methods, the transmitter emits a pulse at a frequency and the amplitude and phase of the signal received by the receivers in the receiver modules is used to determine the resistivity of the formation The frequency of the emitted signal is typically between 1MHz and 10MHz With the azimuthally deployed ar arrangement of the stabilizers 1033 and receiver modules 1054 on the stabilizers, this embodiment makes it possible to determine an azimuthal variation of resistivity When multiple frequency signals are used, the resistivity and dielectric constant of the formation can be determined using known methods

Ved utførelsesformen vist i fig 9b er de elektromagnetiske mottakere anordnet i en putemontert konfigurasjon I et arrangement lik det som er vist i fig 3C, er putene 1164 montert på en hylse 1105 Putene kan ekspanderes til anlegg mot formasjonen ved bruk av hydrauliske, elektriske eller mekaniske arrangementer (ikke vist) Senderen 1150 er også montert på hylsen Den elektroniske styring for senderen og mottakeren kan være montert på et passende sted 1152 Som med utførelsesformen vist i fig 9a, kan asimutvanasjoner av elektriske egenskaper bestemmes ved hjelp av amplitude- og fasemålmger av det mottatte signal etter eksitenng av senderen 1150 In the embodiment shown in Fig. 9b, the electromagnetic receivers are arranged in a pad-mounted configuration. In an arrangement similar to that shown in Fig. 3C, the pads 1164 are mounted on a sleeve 1105. The pads can be expanded into contact with the formation using hydraulic, electrical or mechanical arrangements (not shown) The transmitter 1150 is also mounted on the sleeve. received signal after excitation of the transmitter 1150

Fig 9c viser sender-mottaker-modulen 1200 som er egnet for bruk ved høyere frekvensinduksjonslogging med et signal ved 1GHz eller mer Denne mo-dul kan være montert i utspanngen 10351 stabilisatoren 1033, som vist i fig 9a eller på en pute, så som 1164 i fig 9b Modulen er utstyrt med minst to sender-shsser 1202 og mottakerslisser 1204 med hver sin sender- og mottakerspole (ikke vist) bak slissene Senderne er fortrinnsvis anordnet symmetrisk rundt mottakerne Sender-til-mottaker-avstandene i denne modulen er betydelig mindre enn i utførel-sesformene vist i fig 9a, 9b, hvilket nødvendiggjør bruk av høyfrekvenssignaler (1 GHz eller mer) Fig 9c shows the transmitter-receiver module 1200 which is suitable for use in higher frequency induction logging with a signal at 1GHz or more. This module can be mounted in the extension 10351 the stabilizer 1033, as shown in Fig 9a or on a pad, such as 1164 in fig 9b The module is equipped with at least two transmitter sockets 1202 and receiver slots 1204, each with its own transmitter and receiver coil (not shown) behind the slots The transmitters are preferably arranged symmetrically around the receivers The transmitter-to-receiver distances in this module are significantly smaller than in the embodiments shown in Fig. 9a, 9b, which necessitates the use of high-frequency signals (1 GHz or more)

Ifølge en annen utførelsesform av oppfinnelsen, utføres induksjonsmålmger ved bruk av elektrodearrangementet ifølge fig 3A Med henvisning til fig 3A kan f eks elektrodene 301 aa, 301 ab brukes som en transmitter når de pulses samti-dig, i likhet med elektrodene 301 da, 301 db Likeledes utgjør elektrodene 301 ba, 301 bb en mottaker mens elektrodene 301 ca, 301 cb utgjør en andre mottaker According to another embodiment of the invention, induction measurements are performed using the electrode arrangement according to Fig. 3A With reference to Fig. 3A, for example, the electrodes 301 aa, 301 ab can be used as a transmitter when they are pulsed simultaneously, similarly to the electrodes 301 da, 301 db Likewise, the electrodes 301 ba, 301 bb form a receiver while the electrodes 301 ca, 301 cb form a second receiver

Claims

1 Device for use in measurement-under-bore (MUB), mounted on a drilling assembly (90) for determining a relevant parameter of a formation surrounding a borehole (26) having a longitudinal axis, which device comprises a rotatable housing (256 , 960), characterized in that it further comprises at least one mainly non-rotating element (262) on the outside of the housing as well as at least one mainly non-rotating pad (264, 264', 324, 364, 880, 1164) with a formation evaluation sensor ( 301, 321, 880,1054) for carrying out a measurement related to the relevant formation parameter, the smallest pad being operationally connected to the non-rotating element and arranged to come into contact with the formation

2 Device according to claim 1, characterized in that it further comprises a processor (272) which is arranged in the housing (256, 960), which processor uses direction information from a direction sensor (271) in the housing as well as the measurement from the information evaluation sensor on at least one pad to determine the relevant parameter

3 Device according to claim 1, characterized in that the drilling assembly is advanced on a drill pipe part which is selected from (i) a drill string (22), and (n) coiled pipe

4 Device according to claim 1, characterized in that it further comprises an extension device for moving the at least one pad from a retracted position to an extended position where the pad rests against the formation, which device is selected from the group consisting of (i) hydraulically driven, (n) spring driven, and (m) electrically driven

5 Device according to claim 1, characterized in that the relevant parameter is selected from the set consisting of (i) resistivity of the formation, (n) density of the formation, (in) compression wave velocity of the formation, (iv) fast shear wave velocity of the formation, (v) slow shear wave velocity of the formation, (vi) double line strike of the formation, (vu) radioactivity of the formation, (vin) NMR properties of the formation, and (ix) dielectric properties of the formation

6 Device according to claim 1, characterized in that the relevant parameter is the borehole's resistivity image

7 Device according to claim 1, characterized in that the formation evaluation sensor is a nuclear magnetic resonance sensor and that the relevant parameter is a nuclear magnetic resonance property of the formation

8 Device according to claim 7, characterized in that the nuclear magnetic resonance sensor further comprises (i) at least one permanent magnet (883, 946) for producing a first magnetic field which has an area of substantially uniform strength in the formation, (ii) a transmitter which is arranged on the at least one non-rotating element for emitting a radio frequency pulse into the region of substantially uniform magnetic field to produce a second magnetic field and excite nuclei therein, and (m) a receiver arranged on the at least one non-rotating element for receiving nuclear magnetic resonance signals from the core in said region of homogeneous magnetic field

9 Device according to claim 8, characterized in that the at least one permanent magnet further comprises an inner magnet (883b) with a magnetic field perpendicular to the axis and outer magnets (883a, 883c) which are symmetrically arranged around the inner magnet, the outer magnets having a magnetic field opposite to the inner magnet's magnetic field

10 Device according to claim 8, characterized in that the at least one permanent magnet further comprises two arc-shaped magnets (964) with magnetism in opposite directions and parallel to said axis

11 Device according to claim 1, characterized in that it further comprises a transmitter antenna for sending an electromagnetic signal with at least one frequency mn in the formation, and that the formation evaluation sensor further comprises two axially separated, electromagnetic receiver antennas

12 Device according to claim 1, characterized in that the formation evaluation sensor further comprises two electromagnetic transmitter antennas for inducing an electromagnetic signal in the formation and two electromagnetic receiver antennas for detecting the induced electromagnetic signal, the two transmitters being symmetrically arranged around the two receivers

13 Method for determining a relevant parameter of the formation surrounding a borehole during drilling of the borehole, where a drilling assembly comprising a drill bit for drilling the borehole and a measurement-under-drilling (MOB) assembly device including a rotatable housing, characterized by carrying out measurements related to a relevant parameter of the formation using a formation evaluation sensor on a substantially non-rotating pad carried on at least one substantially non-rotating element on the exterior of the housing, and processing the measurements from the formation evaluation sensor in a processor on the housing to determine the relevant parameter

14 Method according to claim 13, characterized in that the treatment includes calculation of a drilling speed for the drilling tool

Method according to claim 13, characterized in that the relevant parameter is a resistivity image of the borehole

16 Method according to claim 13, characterized in that drilling assembly is carried out on a drill pipe part selected from (i) a drill string, and (n) coiled pipe

17 Method according to claim 13, characterized in that it further comprises the influence of an extension device to move the at least one mainly non-rotating pad from a retracted position to an extended position where the pad is in contact with the formation, the device being selected from the group consisting of of (i) hydraulic driven, (n) spring driven, and (ni) electrically driven

18 Method according to claim 13, characterized in that it further comprises the influence of an extension device to move the at least one substantially non-rotating pad from a retracted position to an extended position where the non-rotating pad is in contact with the formation, the extension device- mngen is selected from the group consisting of (i) hydraulically driven, (n) spring driven, and (hi) electrically driven

19 Method according to claim 13, where the sensor further comprises two axially separated electromagnetic receiver antennas, characterized in that the method further comprises inducing an electrical signal with at least one frequency in the formation using a transmitter antenna, and receiving the induced signal in the receiver antenna

20 Method according to claim 13, characterized in that carrying out measurements about the parameter in question further comprises the use of two electromagnetic transmitter antennas for inducing an electromagnetic signal that has a frequency in the formation and detection of the induced signal in two electromagnetic receiver antennas, the two transmitters is symmetrically arranged about the two receivers on the non-rotating pad